es.wedoany.com Noticia: El directorio de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil evaluará este martes (28) si inicia una consulta pública sobre los documentos de licitación para la primera adquisición nacional de sistemas de almacenamiento de energía en baterías.
La propuesta fue elaborada conjuntamente por la Secretaría de Subastas y la Superintendencia de Regulación de Servicios de Generación y Mercado de Electricidad. El área técnica sugiere que la consulta pública se realice del 30 de julio al 14 de septiembre, durante 46 días.
La subasta de reserva de capacidad en forma de potencia, prevista para el 2 de diciembre de 2026, adquirirá sistemas capaces de almacenar energía eléctrica y entregarla al Sistema Interconectado Nacional (SIN) cuando sea necesario para la operación. La fecha de inicio del suministro está fijada para el 1 de agosto de 2028. Los proyectos adjudicados recibirán un ingreso fijo anual durante 15 años, pagado mensualmente, con deducciones según el rendimiento del equipo.
Inicialmente, la ANEEL había sugerido al Ministerio de Minas y Energía (MME) reducir el plazo contractual de 15 a 10 años y modificar el mecanismo de oferta. Sin embargo, estas sugerencias no fueron incluidas en las directrices pertinentes emitidas por el ministerio.
Según el borrador de los documentos de licitación, solo los sistemas independientes podrán participar en la subasta. Esto significa que los proyectos deben tener su propia licencia, medición y estructura operativa, incluso si comparten un punto de conexión con un centro de generación. Los sistemas de ubicación conjunta (instalados dentro de un centro de generación y asociados a la misma licencia) no podrán participar en la licitación. Se permite la combinación de baterías independientes con centrales eléctricas, siempre que no restrinjan las órdenes de carga y descarga establecidas por el Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS) ni perjudiquen los contratos existentes en el entorno regulado.
Cada proyecto debe tener una potencia de al menos 30 MW y una capacidad de descarga continua de al menos 4 horas. El sistema debe completar la carga total en 6 horas y mantener una eficiencia energética de al menos el 85%. La operación puede alcanzar hasta dos ciclos completos por día, con un máximo de 366 ciclos por año. Los proyectos también deben cumplir con requisitos técnicos de conexión, seguridad operativa y conformación de red (es decir, tipo formador de red). El borrador también establece que las celdas, inversores y convertidores bidireccionales deben ser nuevos, sin uso comercial, reacondicionados o remanufacturados. Solo se permite la reutilización de obras civiles, equipos auxiliares o instalaciones de transmisión. Las entidades interesadas deben registrar sus proyectos ante la Empresa de Investigación Energética (EPE) antes de las 12:00 del mediodía del 31 de julio y obtener la certificación técnica necesaria para participar en la subasta.
El costo de adquisición de las baterías se distribuirá únicamente entre las empresas generadoras a través del cargo de reserva de capacidad en forma de potencia. La Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica (CCEE) firmará contratos con los adjudicatarios en representación de las empresas generadoras. Este cargo también se utilizará para pagar la electricidad necesaria para la carga de las baterías, calculada con una eficiencia energética mínima del 85%. Si el consumo interno supera el límite del 15% de la energía eléctrica utilizada, el costo excedente será asumido por el propietario del sistema y se deducirá de su ingreso fijo mensual. El vendedor también deberá asumir las pérdidas de electricidad entre el punto de medición independiente de la batería y el punto de conexión al SIN. Según el área técnica de la ANEEL, esta división evita que las empresas generadoras que asumen el costo incurran en gastos adicionales debido a la ineficiencia del sistema contratado.
El contrato establece diferentes sanciones por fallas operativas. La violación de las órdenes de carga y descarga del ONS conllevará un cargo equivalente a 1,15 veces el ingreso fijo unitario correspondiente a la potencia no entregada. Para el incumplimiento de los requisitos de disponibilidad de potencia contractual, la sanción propuesta equivale a 1,10 veces el ingreso fijo unitario. Las indisponibilidades programadas deben notificarse al ONS con antelación, durante las cuales el proyecto queda exento de la obligación de entregar la potencia contractual. Sin embargo, las indisponibilidades forzadas no eximen de la obligación ni de la sanción. El incumplimiento de los requisitos mínimos de contenido nacional también puede dar lugar a la rescisión del contrato. Los proyectos deben utilizar equipos certificados por el sistema CFI mantenido por el Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social (BNDES). El borrador también propone prohibir la sustitución del sistema contratado o la entrega de potencia por parte de otras baterías, centros de generación o miembros de la CCEE, medida destinada a garantizar que el ONS pueda predecir los recursos realmente disponibles en la operación del sistema eléctrico.
